Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обоснование необходимости разработки методики гидродинамических расчетов низкопроницаемых коллекторов с учётом снижения проницаемости 9
1.1. Анализ исследований по изучению особенностей геологического строения и разработки низкопроницаемых коллекторов 9
1.1.1. Геолого-промысловые особенности строения низкопроницаемых коллекторов 9
1.1.2. Выбор рабочего агента для поддержания пластового давления в низкопроницаемых коллекторах 16
1.1.3. Анализ исследований по изучению деформации и других техногенных процессов при разработке низкопроницаемых коллекторов 18
1.1.4. Анализ теоретических исследований и опыта разработки низкопроницаемых коллекторов 26
ГЛАВА 2. Разработка методики гидродинамических расчетов для низкопроницаемых коллекторов с учетом снижения проницаемости 53
2.1. Основные положения.. 53
2.2. Обоснование зависимости проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления на основе фактических промысловых данных... 60
2.2.1. Зависимость проницаемости от эффективного давления для низкопроницаемых коллекторов 60
2.3. Постановка и решение задачи идентификации параметров зависимости проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления 63
2.4. Математическое моделирование процесса трехмерной двухфазной фильтрации с использованием зависимости проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления для получения динамики показателей разработки 67
ГЛАВА 3. Результаты апробации разработанной методики 77
3.1. Описание гидродинамической модели 77
3.2. Результаты решения обратной задачи при оценке параметров зависимости проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления для фрагмента залежи Ем-Еговского месторождения 80
ГЛАВА 4. Оценка эффективности применения технологии разработки низкопроницаемых коллекторов горизонтальными скважинами 85
4.1. Описание гидродинамической модели и рассматриваемых вариантов разработки 85
4.2. Результаты многовариантных расчетов динамики показателей разработки 93
4.3. Вычислительные эксперименты по влиянию геолого-промысловых условий на показатели системы разработки с использованием горизонтальных скажин 100
Основные выводы 107
Список использованной литературы 108
Приложение 115
- Геолого-промысловые особенности строения низкопроницаемых коллекторов
- Зависимость проницаемости от эффективного давления для низкопроницаемых коллекторов
- Описание гидродинамической модели
- Описание гидродинамической модели и рассматриваемых вариантов разработки
Введение к работе
Разработка нефтяных месторождений с низкопроницаемыми
коллекторами (НІЖ), представленными песчано-алевролито-глинистыми
породами с повышенным содержанием глинистой составляющей,
обуславливает необходимость применения современных технологий, в том числе, с использованием горизонтальных скважин (ГС).
В настоящее время расчет показателей разработки указанных коллекторов представляет собой сложную проблему даже при использовании современных программных комплексов. Это связано с тем, что НПК характеризуются сложными техногенными процессами изменения фильтрационно-емкостных свойств и, в первую очередь, существенным снижением проницаемости с ростом эффективного давления.
Низкая, в ряде случаев, эффективность используемых технологий разработки связана с недостаточно полным учетом геолого-промысловых особенностей объектов разработки и техногенных процессов, протекающих в продуктивных пластах. Это приводит к существенному расхождению фактических и проектных показателей эффективности применяемых технологий, к выбору нерациональных режимов работы скважин, в том числе значений депрессии, выше критических, что, в конечном итоге, вызывает снижение уровней добычи нефти.
Основными техногенными процессами, снижающими продуктивность добывающих скважин указанных коллекторов, являются деформация коллектора и процессы кольматации и облитерации. Поэтому повышение достоверности гидродинамических расчетов возможно на основе получения зависимости проницаемости системы «коллектор-флюид» от эффективного давления при адаптации гидродинамических моделей, адекватно описывающей изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта.
Учитывая вышеизложенное, актуальным является исследование, направленное на адаптацию гидродинамических моделей в условиях
5 проявления техногенных процессов, снижающих проницаемость пластовых систем.
Целью данного исследования является разработка методики адаптации гидродинамических моделей, учитывающих изменение проницаемости пластовых систем, для обоснования вариантов разработки низкопроницаемых коллекторов с применением горизонтальных скважин.
Для достижения цели поставлены следующие задачи:
1. Анализ результатов исследований по повышению эффективности
разработки НІЖ.
Анализ влияния техногенных процессов, протекающих в пласте при разработке НІЖ, на добывные возможности скважин.
Обоснование необходимости получения зависимости проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления при адаптации гидродинамических моделей, позволяющей повысить достоверность расчетов, а также оценить величину критической депрессии.
Постановка и решение задач идентификации параметров зависимости проницаемости от эффективного давления и адаптации гидродинамических моделей.
Апробация методики адаптации на реальных промысловых данных и определение границ изменения параметров зависимости проницаемости от эффективного давления.
Проведение многовариантных расчетов для различных элементов систем разработки с учетом геолого-промысловых особенностей Каменной площади (пласт ВК1) для обоснования технологии разработки ГС.
Количественная оценка влияния параметров технологии разработки НПК горизонтальными скважинами на показатели эффективности технологии для геолого-промысловых условий близких к иследуемым.
Методы исследования: анализ геологических и промысловых материалов ОАО "Хантымансийскнефтегазгеология", моделирование процессов
фильтрации с использованием современных программных комплексов, методы оптимизации.
Научная новизна работы, заключается в том, что в ней:
Предложена зависимость эквивалентной проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления, использование которой позволяют оценить динамику показателей разработки, а также величину критической депрессии (минимального забойного давления) для обоснования вариантов разработки НПК.
Разработаны алгоритмы адаптации гидродинамических моделей с учетом изменения проницаемости, основанные на взаимодействии моделей фильтрации и процедур оптимизации.
Выявлены количественные закономерности влияния параметров систем ГС на показатели эффективности процессов разработки для геолого-промысловых условий исследуемых месторождений.
Практическая значимость исследования.
L Разработанная методика адаптации гидродинамических моделей позволяет повысить качество проектных вариантов разработки НПК за счет более полного учета техногенных процессов. Результаты апробации методики на промысловых данных Ем-Ёговского и Каменного площадей подтверждают целесообразность ее использования при обосновании технологии разработки НПК горизонтальными скважинами.
2. С применением предложенной методики с учетом технико-
экономических критериев проведены расчёты по обоснованию плотности
сетки скважин и длины добывающих и нагнетательных горизонтальных
скважин в различных геолого-промысловых условиях.
3. Полученные результаты использованы в ОАО
«Хантымансийскнефтегазгеология» при разработке Каменной площади.
Для удобства практической реализации результаты исследований оформлены в виде диаграмм, графиков и таблиц.
Работа выполнена в РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина.
Автор считает своим долгом выразить особую признательность к.т.н., доценту Т.Б. Бравичевой, которая является научным руководителем работы, д.т.н., профессору И.Т. Мищенко за научные консультации и содействие в выполнении работы, к.ф-м.н. В.П. Степанову за ценные советы в проведении вычислительных исследований.
ПЕРВАЯ ГЛАВА. «Обоснование необходимости разработки методики учёта изменения проницаемости при прогнозировании разработки низкопроницаемых коллекторов» содержит анализ геолого-промысловых особенностей строения низкопроницаемых коллекторов на примере викуловских отложений Красноленинского месторождения, анализ опыта применения технологий разработки низкопроницаемых коллекторов; анализ опубликованных результатов исследований низкопроницаемых коллекторов; анализ существующих экспериментальных исследований и моделей фильтрации с учётом техногенных процессов в пласте; анализ техногенных процессов, протекающих в низкопроницаемых пластах.
ВТОРАЯ ГЛАВА «Разработка методики гидродинамических расчетов низкопроницаемых коллекторов с учётом снижения проницаемости» содержит постановку и решение комплекса взаимосвязанных задач, составляющих методику.
ТРЕТЬЯ ГЛАВА «Результаты апробации разработанной методики» содержит результаты апробации методики на геолого-гидродинамической модели фрагмента участка горизонтальной скважины 520 Ем-Ёговского месторождения. В результате решения обратной задачи определены границы изменения коэффициента учитывающего снижение проницаемости для вертикальных и горизонтальных скважин. Расчеты проводились в соответствии с методикой, разработанной в главе 2.
ЧЕТВЕРТАЯ ГЛАВА. «Оценка эффективности применения технологии разработки низкопроницаемых коллекторов горизонтальными скважинами» содержит результаты многовариантных расчётов с использованием систем горизонтальных скважин и гидравлического разрыва пласта; проведено
8 сравнение эффективности данных систем с учётом технико-экономических критериев; обоснована длина добывающей и нагнетательной горизонтальной скважины; проведены расчёты по влиянию геолого-промысловых условий на эффективность системы разрабоки с ГС и ГРП.
Геолого-промысловые особенности строения низкопроницаемых коллекторов
В литературе под низкопроницаемыми коллекторами (НІЖ) понимаются коллекторы с проницаемостью ниже 0,05 мкм (B.C. Иванишин [1981], Ю.В. Желтов и др. [1990], А.Т.Горбунов и др. [1996] и др.). Однако эта граница установлена условно и может меняться в более широком диапозоне, но "она отражает ряд физических и физикико-химических особенностей пород-коллекторов, существенно влияющих на их разработку" (Горбунов и др. [1996] ). НІЖ за счёт действия каппилярных сил и высокого содержания глинистой составляющей имеют высокую остаточную водонасыщенность, что приводит к увеличению зон недонасыщенных нефтью, некоторые из них можно отнести к объектам переходной зоны (Ю.В. Желтов и др. [1990]). В качестве цементирующего материала в НІЖ часто присутсвуют глинистые минералы (А.Я. Хавкин [1996], А.Т.Горбунов и др. [1996] и др.).
В работе рассматриваются НПК на примере терригенных викуловских отложений (ВК1-3) Красноленинского месторождения. Красноленинское нефте-газо-конденсатное месторождение расположено на территории Октябрьского и Ханты-Мансийского административных районов Ханты Мансийского автономного округа Тюменской области. Викуловские отложения (ВК1-3) Красноленинского месторождения имеют промышленную нефтегазаносность на Каменной, Лебяжьей, Пальяновской и Ем-Еговской площадях и в большинстве своем являются недонасыщенными (В.В. Гузеев и др. [1998]). Низкопроницаемые пласты ВК1-3 представленны песчано-алевролито-глинистыми породами, недонасыщенными нефтью, которые характерны для месторождений Западной Сибири. Отложения викуловского горизонта залегают в кровельной части одноименной свиты, в разрезе которого выделяются три продуктивных пласта ВК1, ВК2 и ВКЗ, имеющих площадное распространение на исследуемой территории. Пласты ВК2 и ВКЗ в основном являются водонасыщенными (В.В. Гузеев и др. [1998]). Продуктивные отложения ВК1 Каменной площади залегают на глубинах 1440-153 8м и представляют собой песчано-алевролитовую толщу с преобладанием песчано-алевролитового материала, сложенную тонким линзовидным переслаиванием прослоев песчаников, алевролитов и глин. Толщина песчаных и алевролитовых прослоев в большинстве случаев составляет 0.4-2.5 метров, реже 4-5 метров. Толщина глинистых прослоев и линз изменяется от 1-2 до 20 см. Общая толщина нефтенасыщенной части пласта изменяется от 10.2 до 19.4 м, при среднем значении 15.7 метров. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 2.0 м до 18.6 м (среднее значение 12.5 м) (В.В. Гузеев и др. [1998]) (табл.1.1). Средняя проницаемость ВК1 составляет 0.026 мкм2, пористость 0.248, начальная нефтенасыщенность 0.509, насыщенность связанной водой 0.458 и остаточная нефтенасыщенность 0.349 (В.В. Гузеев и др. [1998]) (табл.1.1). В следствие низкой проницаемости пласта "существенную роль играют процессы взаимодействия флюидов с поверхностью минералов, капиллярные эффекты, механическая деформация скелета породы"(А.Т.Горбунов и др. [1996]). Неблагоприятными характеристиками строения пласта ВК1 являются его высокая песчанистость, которая изменяется в интервале 0.5 - 1.0, и в среднем составляет 0.75 и высокая расчленённость (диапозон изменения по скважинам 1-14) (табл. 1.1), которая снижает гидродинамическую связь пропластков-коллектора в вертикальном направлении. Суммарная вертикальная проницаемость пласта будет зависеть от толщины глинистых прослоев и их вертикальной проницаемости. О негативном влиянии высокой расчленности пласта, низкой вертикальной проницаемости и низкой песчанистости пласта на продуктивность горизонтальных скважин (ГС) неодкратно указывалось в работах исследователей (Е.М.Довжок и другие [1990], В.Д. Лысенко [1997]), но совместное влияние этих параметров на продуктивность ГС не рассматривалось. Поэтому одной из задач данной работы является анализ влияния указанных параметров на параметры пробуренных ГС и комплексное изучение влияния этих параметров на продуктивность ГС на основе гидродинамического моделирования. Другим негативным фактором строения пласта ВК1 является присутствие глинистых минералов в качестве цементирующего материала, о влиянии которого будет рассмотрено ниже. Количество глинистого цемента составляет от 6-15 %, по коллекторам, в основном 5-10 %, тип плёночно поровый, состав однородный по всему разрезу: хлорит-каолинитовый и гидрослюдисто-хлорит-каолинитовый. По имеющимся данным рентгеноструктурного анализа в нём содержится: каолинита - 60-90%, хлорита - 5-30%, гидрослюды - 5-15% (В.В. Гузеев и др. [1998]). За счет действия капиллярных сил (рис. 1.1), НПК содержат большое количество остаточной воды, часть из которой является подвижной (Ю.В. Желтов и др. [1990]). В викуловских отложениях Каменной площади в среднем, около 30% объема эффективных пор занято подвижной водой, что обуславливает слабую сцементированность зерен породы (В.В. Гузеев и др. [1998]).
Зависимость проницаемости от эффективного давления для низкопроницаемых коллекторов
Проблема адаптации гидродинамических моделей не нова: её решению посвящены многочисленные работы среди них следует отметить монографии Закирова С.Н. [1990], Каневской Р.Д. [2002], Кричлоу Г.Б.[1976] и др.
Решение задач адаптации с математической точки зрения сводятся к решению обратных задач, т.е. к задачам идентификации параметров зависимостей, определяющих поведение пластовых систем. Теоретические основы решения обратных задач, базирующиеся на методах теории оптимального управления рассмотрены в работе Палатника Б.М. и др.[1990].
Адаптация модели по истории разработки является небходимым этапом при построении модели пласта. Этот этап осуществляется путём решения обратной задачи. Решение обратной задачи по известной фактической добыче и закачке каждого компонента по скважинам, пластовым и забойным давлениям позволяет уточнить следующие параметры модели (Каневская Р.Д. [2002] и др.): - фильтрационно-емкостные параметры пласта; - геологическая и фильтрационная модели и запасы нефти; - функции относительных фазовых проницаемостей; - энергетическая характеристика объекта и коэффициент сжимаемости пор; - забойное давления и скин-фактор скважин; - параметры внешней облати. Уточняются обычно те параметры, которые имеют наибольшую неопределённость и наибольшее влияние на расчёты. Кроме вышеуказанных параметров при адаптации модели НПК необходимо уточнять зависимость снижения проницаемости от давления, что было рассмотрено в первой главе. Правил и последовательности адаптации модели не существует. Решение обратной задачи для системы нелинейных дифференциальных уравнений может и не иметь единственное решение. Поэтому особенности фильтрации выявленные в ходе фильтрации должны быть подтверждены исследованиями. Обратная задача решается итерационно до тех пор, пока расчётные значения распределения давления не совпадут с фактическими значениями при заданных объёмах добываемого и закачиваемого флюида. Эта задача автоматизируется или решается вручную. Решение обратной задачи вручную требует много времени, но данный способ является наиболее используемым. Так как улучшается понимание процессов фильтрации и могут быть определены те параметры, которые наиболее влияют на модель. При автоматизированном решении обратной задачи осуществляется поиск параметров пласта, при которых разница между расчётными и наблюдаемыми параметрами минимальна. где P,O,r0,Se -значения соответственно давления, обводнённости продукции, газового фактора, водонасыщенности; а,р,у - весовые множители индексы фир - фактические и расчётные значения; индексы i,j,k - характеризуют і-ю скважину, j-й интервал (по разрезу) замера, к -й момент времени замера. Рассмотрим решение задачи идентификации параметров зависимости (2.8) При решении задачи идентификации в качестве меры точности оценок рассматривается минимум суммы квадратов отклонений фактических показателей разработки от расчетных. Ограничениями в этой задаче являются диапазоны изменения параметров, которые определяются исходя из анализа промыслового опыта. В качестве исходной информации используются данные об эксплуатации определенной скважины, включающие фактические значения Рс - забойного давления (постоянного во времени) и Qt - накопленной добычи нефти на некоторый момент времени, /=1,2,...Т. Искомыми переменными для каждой скважины являются параметры зависимости «о и rj. В качестве оценок этих параметров выбираются такие их значения, которые минимизируют сумму квадратов отклонений Qpt - расчетных и фактических Qt - значений накопленной добычи: Если известны диапазоны изменения оцениваемых параметров OQ И 77» то для решения задачи (2.9), учитывая сложный характер зависимости (2.6) можно предложить приближенный алгоритм, который сводится к следующим операциям: 1) задается несколько значений «ь и г}, равномерно расположенных в заданных диапазонах (чем выше требуемая точность, тем больше значений требуется задать) и несколько значений пластового давления; 2) по формуле (2.6) для каждой пары «пробных» значений OQ И Т] И каждого значения пластового давления рассчитывается значение проницаемости (тем самым для каждой скважинной ячейки формируется зависимость «пластовое давление - проницаемость», заданная в табличном виде); 4) при известных пластовых параметрах, включающих табличную зависимость «пластовое давление - проницаемость», и заданном забойном давлении с помощью пакета по гидродинамическому моделированию (например, VIP) рассчитывается накопленная добыча нефти по каждой скважине; 5) по формуле (2.11) рассчитывается значение функции F(ao,rf) для каждой пары «пробных» значений OQ И ту, 6) в качестве окончательных оценок «о и 77 выбираются такие, которые соответствуют наименьшей величине функции F(ao,rf) из всех рассчитанных значений.
Описание гидродинамической модели
Расчёты проводились применительно к геолого-промысловым условиям низкопроницаемого пласта ВК1 Красноленинского месторождения Каменной площади с использованием программы VIP компании «Landmark». Для расчётов реализована геолого-гидродинамическая модель трёхмерной двухфазной фильтрации, в которой учтена расчленённость, песчанистость, слоистая неоднородность, проницаемость в вертикальном и горизонтальном направлении коллектора и неколлектора, расчетные зависимости фильтрационно-емкостных свойств от пластового давления, начальных насыщенностей от проницаемости, относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности пласта.
Модель состоит из трёх продуктивных пропластков 1, 3, 5 разделённых между собой пропластками - неколлектора 2, 4 (рис.4.1). Проницаемость коллектора изменяется от 0.003 мкм2 до 0.023 мкм2. Вертикальная проницаемость неколлектора равняется 0.0001 мкм2, определена по данным исследования керна (табл.4.1.). Для каждого слоя на основе лабораторных исследований получены зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности, характеризующиеся высокой связанной водонасыщенностью (от 0.45 до 0.6) (рис.4.2). Начальная обводнённость для рассматриваемых условий составляет в среднем 15%, это учтено в расчётах с помощью задания кривой капиллярного давления. Начальное пластовое давление 14.5 МПа, невысокая вязкость нефти - 2.12 мПа сек, давление насыщения пластовой нефти газом 6 МПа ( табл.4.2.).
Для учета изменения коллекторских свойств от пластового давления использована уточнённая зависимость в виде "виде двойной экспоненты", Обоснование выбора технологий интенсификации добычи из НІЖ на основе ГС и ГРП следует проводить с учётом следующей совокупности факторов, влияющих на эффективность их применения: - геолого-промысловые особенности, - размещение скважин и плотность сетки, - длина горизонтального участка, - поддержание пластового давления (ППД) вертикальными и горизонтальными скважинами. Для выбора системы разработки использовались следующие технико-экономические критерии (расчет экономических критериев проведен в ОАО «Хантамансийскнефтегазгеология», которые были определены для одной и той же площади разработки: - равенство капитальных вложений систем ГС и ГРП, - чистый дисконтированный доход (при ставке дисконтирования 20 %), - время разработки, - количество скважин, - стоимость технологии (ГРП - 40 тыс. долларов, Іметр бурения ГС - 600 долларов, 1 метр бурения ВС - 250 долларов США), - коэффициент извлечения нефти. Варианты рассчитанных и сравниваемых систем разработки представлены в таблице 4,3. При использовании ГРП исследовались семи, девятиточечные обращенные, а также рядные и трёхрядные элементы систем разработки с плотностью сетки скважин от 16 до 49 га/скв. ГРП стимулированы как добывающие, так и нагнетательные скважины.
Однорядные системы ГС рассматривались с шахматным и линейным расположением скважин (рис.4.3, 4.4), так как мнения по эффективности той или иной системы расходятся (см. главу 1 раздел 1.1.4.). Плотность сетки систем ГС изменялась от 42 до 72 га/скв при различном расстоянии между скважинами в рядах, вертикальные и ГС длиной 150 и 300 метров). Системы ГС с шахматным расположением скважин 2.1-2.4. Системы 2.1, 2.2 (с плотностью сетки 42, 48 га/скв.) имеют длину горизонтального участка 300 и 450 метров для добывающей скважины, а для ППД используются нагнетательные вертикальные скважины. Системы 2.3, 2.4 (с плотностью сетки 60, 72 га/скв.) с длиной горизонтального участка 700 и 1000 метров для добывающей скважины и нагнетательными горизонтальными скважинами длиной 150 и 300 метров. Системы 3,1-3,4 такие же, как выше перечисленные, но с линейным размещением скважин. Горизонтальная скважина задавалась с пологим профилем, вскрывающим все пропластки пропорционально их толщине (рис. 4.5).
Описание гидродинамической модели и рассматриваемых вариантов разработки
Сравнение показателей разработки системы ГС по отношению к базовой системе с ГРП плотностью сетки 36 га/скв. произведено за первые десять лет разработки, т.е рассчитывалась относительная добыча нефти QH.OTH(10). QH.OTH.(10) меньше единицы для варианта с слоистым пластом (2,3 слоя) с меньшей мощностью 7.5 метров и проницаемостью 0.02 мкм2 при использовании добывающих горизонтальных скважин длиной 400 метров совместно с вертикальными нагнетательными скважинам. При увеличении длины добывающей ГС до 600 метров с совместным использованием нагнетательной горизонтальной скважиной 150 метров относительная добыча нефти возрастает до значания выше единицы. QH.OTH.(10) при использовании технологии с ГС при L=400 метров увеличивается с уменьшением количества проницаемых прослоев и с увеличением эффективной толщины пласта. Так, для однородного пласта проницаемостью 0.02 мкм с увеличением эффективной толщины с 7.5 до 12 метров QH.OTH.O0) увеличивается от 0.95 до 1.03, т.е. на 8.4%; для однородного пласта проницаемостью 0.03 мкм2 - от 1.05 до 1.18, т.е. на 12.4 % (рис.4.14, 4.15). При этом с увеличением количества прослоев до 2 и 3 (п=7.5метров; К=0.02мкм2) QH.OTH.(10) уменьшается соответственно до 0.89 и 0.88, что составляет 6.7 и 7% (рис.4.14). Следует отметить, что при увеличении длины добывающих ГС от 400 до 600 метров (с совместным использованием нагнетательных ГС) имеет место значительное увеличение QH.OTH.(10); Так, для однородного пласта проницаемостью 0.02 мкм2 с увеличением эффективной толщины с 7.5 до 12 метров QH.OTH.(10) увеличивается от 1.08 до 1.24, т.е. на 15 %; для однородного пласта проницаемостью 0.03 мкм - от 1.03 до 1.24, т.е. на 20 % (рис.4.14, 4.15). Причем указанный параметр возрастает с увеличением эффективной толщины пласта и снижается при увеличении проницаемости в указанных пределах (рис.4.14, 4.15). Дальнейшее увеличение длины добывающей ГС более 600 метров неэффективно для пласта с меньшей толщиной. Показано, что отрицательное влияние многослойности пласта снижается с увеличением проницаемости и толщины пласта. Степень влияния количества слоев пласта на эффективность систем ГС неоднозначна и зависит от особенностей профилей приемистости и притока (рис.4.14,4.15). 1. Система ГС с шахматным расположением скважин при длине горизонтального участка 700 метров для добывающей скважины и нагнетательной ГС с длиной горизонтального участка 150 метров имеет лучшие технико-экономические показатели по сравнению с базовой системой ГРП 2. При использовании добывающей горизонтальных скважин с вертикальными нагнетательными технологическая эффективность системы ГС увеличивается на 12.4 % по отношению к ситеме с ГРП с увеличением толщины пласта. При снижении проницаемости технологическая эффективность системы ГС составляет 8.4 %. 3. При использовании добывающей горизонтальных скважин с нагнетательными горизонтальными скважинами технологическая эффективность системы ГС увеличивается значительно больше до 20 % по отношению к ситеме с ГРП с увеличением толщины пласта. При снижении проницаемости технологическая эффективность системы ГС составляет 15 %. 1.. Предложена зависимость проницаемости системы от эффективного давления, которая позволяет повысить точность оценки показателей разработки НПК с повышенным содержанием глинистого цемента, при высокой начальной водонасыщенности за счет учета техногенных процессов. 2. Разработана методика адаптации гидродинамических моделей, основанная на взаимодействии моделей фильтрации и процедур оптимизации, что позволяет решать обратные задачи, связанные с оценкой параметров зависимостей проницаемости от эффективного давления. 3. Результаты апробации методики на реальных промысловых данных показали высокую достоверность расчетов показателей разработки и позволили выявить критические значения депрессий (забойных давлений), а также границы изменения параметров предложенной зависимости проницаемости от эффективного давления, что может быть использовано, в том числе, для проектирования разработки месторождений с близкими природными характеристиками. 4. Обоснованы параметры рядной системы разработки НІЖ с использованием ГС с учетом технологических и технико-экономических критериев для условий Каменной площади Красноленинского месторождения при применении адаптированной гидродинамической модели. 5. Исследовано влияние геолого-промысловых условий на технологию разработки НІЖ с использованием ГС по отношению к технологии разработки с ГРП и на выбор длины добывающих и нагнетательных скважин. Технологическая эффективность системы ГС по отношению к системе с ГРП возрастает с увеличением толщины пласта. В пласте с большей толщиной возможно использование добывающих ГС большей длины.
